海上油田放空气回收研究

2017-07-03陈可营中海石油中国有限公司湛江分公司

石油石化节能 2017年6期

陈可营（中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

海上油田放空气回收研究

陈可营（中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

某新投产的合作油田，在投产初期火炬放空量非常大，达到每天10×104m3。通过对工艺处理流程进行梳理，同时考虑未来新油田投产情况，设计了放空气回收的综合改造方案，整个方案根据需要改造的迫切程度及投资收益共分为四个部分。目前已完成分离器独立生产控制阀、放空气回收系统、低压海管连接流程等三个部分的改造。为了充分利用回收气，设计了第四部分改造内容：新增注气压缩机。通过实施改造，可将每日放空量降低到1×104m3以内，保护环境的同时，创造了经济效益。

分离器；放空气；天然气压缩机；伴生气

某合作油田为新开发的海上油田，有一个中心处理平台（PB平台），2座井口平台（A平台和B平台）。油田旁边还有一个老油田的中心处理平台（PA平台）。PB平台只进行油气水的处理，本身无生产井，其处理系统分合营和自营两个系统。自营系统每天处理原油近万m3，并且随后期油田的开发还在不断增加。合营系统只处理A及B平台的来液，由于B平台所生产的原油中硫化氢含量较高，因此，B段塞流捕集器的气相放空去火炬燃烧。同时由于PA平台放空系统已经超负荷，因此在合作油田建成后，PA平台将部分放空气导入了PB平台的放空系统中。投产初期，PB平台每日放空量近10×104m3，造成了巨大的浪费。油田梳理工艺流程，对放空气进行回收，设计了分四部分进行实施的改造方案。

1 问题分析

1.1 工艺处理系统及放空气来源

PB平台的合营系统和自营系统的原油处理工艺是相同的，均是从上游平台来液后进入一级分离器（设计操作压力350 kPa），二级分离器（设计操作压力50 kPa）进行两级分离脱水及降压脱气，然后经过电脱增压泵增压后进入电脱水器进一步脱水后外输。天然气的处理工艺为从自营二级分离器脱除的天然气经过天然气一级压缩机（共2台，使用1台，单台处理能力10×104m3/d）压缩到350 kPa，与自营及合营一级分离器脱除的天然气汇合后进入天然气二级压缩机（共4台，使用1台，单台处理能力12×104m3/d）压缩到1300 kPa，然后与A段塞流捕集器脱除的天然气汇合后，一部分天然气输送到PA平台，一部分进入燃气压缩机（共2台，使用1台，单台处理能力12.5×104m3/d）继续压缩到2900 kPa，供透平使用。合营一级分离器脱除的部分天然气供低压燃气系统使用（主要为热媒系统），合营二级分离器脱除的天然气主要用来作为常压操作容器的覆盖气。

PB平台的火炬放空系统一方面用于处理事故工况（包括火灾工况）以及停产检修等工况下的气体放空[1]。另外，主要用于接收生产处理过程中来自A及B段塞流捕集器、合营一二级分离器、自营一二级分离器、原油缓冲罐、天然气一二级压缩机、燃气压缩机、合营及自营生产水缓冲罐、合营及自营污油罐、注水缓冲罐、闭排罐、发电机、PA火炬放空气等排放来的气体，经过火炬分液罐进行气液分离后，气体经计量后排去火炬头燃烧，液体经液位控制阀排去闭排系统。放空系统的设计按进入平台的最大伴生气量考虑[2]，最大瞬时放空量约90.4×104m3/d。

1.2 存在的问题

油田通过对工艺处理流程进行梳理，找到了造成火炬放空量大的几个主要原因。

1）B平台的段塞流捕集器脱除的油田伴生气中含有大量硫化氢（1500×10-6），此部分气全部放空，每天放空量近3×104m3。

2）合营及自营一、二级分离器的气相出口均直接连接压缩机入口管汇，未设计压力控制阀。当上游气液来量波动时，压缩机的压缩气量无法跟着快速调整，造成分离器压力升高时，部分气从分离器的放空控制阀处放空。

3）通过排查发现部分容器的放空控制阀存在漏失现象，如A段塞流捕集器、自营二级分离器等。

4）PA平台作为另外一个中心处理平台，每天油气处理过程中放空气量也非常大，且在PB平台进行放空。

另外，自营生产处理系统还存在一个问题：随着下游油田不断开发，自营系统的一级及二级分离器在设计操作压力下油水处理量已经接近设计处理量，造成分离后的生产水排出不及时，从而进入下游电脱系统。

2 放空气回收方案

2.1 工艺改造

油田针对所存在的问题，同时考虑未来开发的油田投用时处理液量的增加，制定了针对放空气回收的综合改造方案[3]（图1）。方案按照投资的大小及需要改造的迫切程度分四部分进行。

第一部分：自营系统的外输中，下游装置对原油中是否含气没有要求，因此，自营系统可以不进行深度脱气处理。通过改造对合营及自营一、二级分离器增加压力控制阀（图1中控制阀4～7），增加控制阀后，分离器实现了压力的自主控制，不再受制于压缩机吸入口的压力。同时，新增了自营二级分离器到天然气二级压缩机的流程（图中红色实线），并将自营一级分离器操作压力由350 kPa提高到550 kPa，自营二级分离器操作压力由50 kPa提高到350 kPa。分离器操作压力提高后，游离水的排出速度加快，解决了油水处理量不能满足生产要求的问题；同时，自营二级分离器分离出的天然气由一级压缩机压缩变为由二级压缩机压缩，降低了一级压缩机的负荷，为对回收的放空气进行压缩腾出了余量。

第二部分：天然气一级压缩机的入口管汇有24 in，约30 m，可以起到气体缓冲罐的作用。因此，设计了放空气的回收流程，对火炬分液罐前的汇管进行改造，由一路变为了三路，爆破片设计爆破压力为100 kPa，可防止放空气突然大量释放时憋压；手动控制阀可人为操作连通火炬分液罐直接放空；BDV泄放阀为生产系统发生关停时，可连锁打开实现紧急泄放。火炬放空气汇管的另外一端新增管线连接现有的24 in管汇，管汇压力由一级压缩机入口压力来决定，为50 kPa，可实现对操作压力超过100 kPa的容器的放空气回收。火炬放空气汇管的压力升高至50 kPa后，在火炬分液罐与放空气回收流程之间新增设一条管线，新增隔离阀1，与原放空管线隔离，解决合营及自营生产水缓冲罐、注水缓冲罐、合营及自营污油罐、闭排罐等常压容器（操作压力为0～10 kPa）无法放空的问题。

图1 放空气回收综合改造方案

第三部分：现在放空的气量便是未来需要回收的气量。现在PB平台燃气压缩机及PA平台的压缩机均满负荷运行，但PA平台的低压海管尚有外输余量。同时考虑所输送天然气中携带的凝析液对PA平台的影响，新增一条燃气压缩机涤气罐后去PA平台的管线，新增控制阀2，新增PA平台1300 kPa压力等级的管线连接低压海管（800 kPa）的管线，新增控制阀3、减压阀1，使回收的放空气涤液后通过低压海管外输至下游装置。

第四部分：由于B平台捕集器放空量每天可达3×104m3，因此考虑未来增加脱硫装置，回收此部分天然气。由于未来新油田投产后，会陆续有1300 kPa压力等级的天然气补充到天然气处理系统中来，且增加放空气回收项目后，PA低压海管也的外输余量已很小，因此，未来在PB平台增加2台注气压缩机，将富余的气回注地层或进行气举采油。

通过以上改造，可实现对PA及PB平台的放空气及富余气回收利用。

2.2 现状及经济性分析

目前PB平台已经完成了前三部分的改造内容。第一部分与第三部分改造已经投入使用，减少了上游来液变化造成压力波动引起的放空，同时减轻了PA平台压缩机的负荷。第二部分改造，根据调试情况，目前每天可回收低压放空气6×104m3。前三部分改造设计、材料、人工共花费300万元。目前一年可回收放空气约2000×104m3。按照1元/m3的销售价格计算，仅需50天便可收回投资[4]。

第四部分改造完成后，最终每天最大回收低压放空气10×104m3，可将放空气量进一步降低到每天1×104m3以内，到时每年可创造价值3000多万元。